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Novembre 2020

2Novembre 2020 Rapporto mensile sul Sistema Elettrico

Novembre 2020

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3

Novembre 2020

Per questo mese si presenta una selezione delle

deliberazioni dell’ARERA di maggiore interesse per le attività

di dispacciamento e trasmissione.

Nel mese di novembre 2020, la richiesta di energia elettrica è

stata soddisfatta per il 54% della produzione da Fonti

Energetiche Non Rinnovabili, per il 30% da Fonti Energetiche

Rinnovabili e la restante quota dal saldo estero.

Nel mese di novembre, la produzione da Fonti Energetiche

Rinnovabili è in riduzione (-21,1%) rispetto allo stesso mese

dell’anno precedente. In particolare, si registra un forte

riduzione della produzione idroelettrica rinnovabile (-27,7%),

della produzione eolica (-51,4%) e un aumento della

produzione fotovoltaica (+37,6%) rispetto all’anno

precedente.

Nel mese di novembre 2020, la richiesta di energia elettrica è

stata di 25.517 GWh, in riduzione rispetto allo stesso mese

dell’anno precedente (-1,5%). In particolare si registra la

riduzione della produzione idroelettrica (-27,0%), della

produzione eolica (-51,4%) e un aumento della produzione

fotovoltaica (+37,6%) rispetto allo stesso mese del 2019. Il

valore progressivo della richiesta di energia elettrica del 2020

(276.807GWh) risulta in riduzione (-5,8%) rispetto al 2019.

Il risultato di novembre 2020 è stato ottenuto con un giorno

lavorativo in più (21 vs 20) ed una temperatura media

mensile inferiore di 0,7°C rispetto a novembre dello scorso

anno. Il dato destagionalizzato e corretto dagli effetti di

calendario e temperatura porta la variazione a -1,7%.

Il controvalore dei programmi in prelievo sul MGP a

novembre è pari a circa €1,2Mld, in crescita del 12% rispetto

al mese precedente ed in riduzione del 1% rispetto a

novembre 2019.

A novembre il differenziale tra prezzi a salire e scendere in

MSD è pari a €110/MWh, in aumento rispetto al mese

precedente del 8% e rispetto a novembre 2019 del 3%. I

volumi complessivi sono in aumento rispetto al mese

precedente (+25%).

A novembre il differenziale tra prezzi a salire e scendere in

MB è pari a €130/MWh, sostanzialmente in linea con il mese

precedente (€131/MWh) e in aumento rispetto a novembre

2019 (€106/MWh; 23%). I volumi complessivi sono in

aumento rispetto al mese precedente (+5%).

Novembre 2020 Rapporto mensile sul Sistema Elettrico

4

Novembre 2020


5

Sintesi mensile e nota congiunturale

Fonte: Terna

Analisi congiunturale domanda energia elettrica (TWh)

Nel mese di novembre 2020, la richiesta di energia elettrica è stata di 25.517 GWh, in

riduzione rispetto allo stesso mese dell’anno precedente (-1,5%). In particolare si registra la

riduzione della produzione idroelettrica (-27,0%), della produzione eolica (-51,4%) e un

aumento della produzione fotovoltaica (+37,6%) rispetto allo stesso mese del 2019.

Il valore progressivo della richiesta di energia elettrica del 2020 (276.807GWh) risulta in

riduzione (-5,8%) rispetto al 2019.

Bilancio Energia

Fonte: Terna

A novembre 2020 si

registra una lieve

riduzione della

produzione

geotermoelettrica (-0,6%) e

un aumento della

produzione termoelettrica

(+4,2%) e del saldo estero

(+33,1%).

Nel 2020, si registra una

variazione dell’export

+33,1% rispetto all’anno

precedente.

A novembre l’andamento

della produzione totale

netta fa registrare un

-6,3% rispetto allo stesso

mese del 2019.(1) Richiesta di Energia Elettrica = Produzione + Saldo Estero – Consumo Pompaggio.

(2) Quota di produzione per apporto da Pompaggio, calcolata con il rendimento medio teorico dal pompaggio in assorbimento

(3) Produzione da FER = Idrico-Pompaggio in Produzione+Biomasse+Geotermico+Eolico+Fotovoltaico


[GWh]Novembre

2020

Novembre

2019%20/19 Gen-Nov 20 Gen-Nov19 %20/19

Idrica 3.444 4.719 -27,0% 44.375 42.891 3,5%

di cui Pompaggio in produzione (2) 135 139 -3,0% 1.611 1.530 5,4%

Termica 15.355 14.737 4,2% 159.315 173.229 -8,0%

di cui Biomasse 1.524 1.479 3,1% 16.456 16.415 0,2%

Geotermica 462 465 -0,6% 5.171 5.228 -1,1%

Eolica 1.057 2.173 -51,4% 16.538 17.611 -6,1%

Fotovoltaica 1.200 872 37,6% 24.811 22.439 10,6%

Totale produzione netta 21.518 22.966 -6,3% 250.210 261.398 -4,3%

di cui Produzione da FER (3) 7.552 9.569 -21,1% 105.740 103.055 2,6%

Importazione 4.561 3.601 26,7% 35.928 40.021 -10,2%

Esportazione 369 452 -18,4% 7.029 5.280 33,1%

Saldo estero 4.192 3.149 33,1% 28.899 34.741 -16,8%

Pompaggi 193 199 -3,0% 2.302 2.185 5,4%

Richiesta di Energia elettrica (1) 25.517 25.916 -1,5% 276.807 293.954 -5,8%

Il dato destagionalizzato e

corretto dagli effetti di

calendario e temperatura,

porta ad una variazione

congiunturale leggermente

negativa: -0,3%.

Il risultato di novembre 2020 è stato ottenuto con un giorno lavorativo in più (21 vs 20) ed una

temperatura media mensile inferiore di 0,7°C rispetto a novembre dello scorso anno. Il dato

destagionalizzato e corretto dagli effetti di calendario e temperatura porta la variazione a

-1,7%.

I primi undici mesi del 2020 risultano in flessione del 5,8% rispetto al corrispondente periodo

del 2019. In termini rettificati la variazione non cambia.

In termini congiunturali, il valore destagionalizzato e corretto dagli effetti di calendario e

temperatura della domanda elettrica di novembre 2020 ha fatto registrare una variazione in

leggera diminuzione: -0,3% rispetto al mese precedente. Tale risultato mantiene il trend su un

andamento stazionario.

19

21

23

25

27

29

31

g f m a m g l a s o n d g f m a m g l a s o n d g f m a m g l a s o n d g f m a m g l a s o n d g f m a m g l a s o n

TWh

valori grezzi valori destagionalizzati

2016 2017 2018 2019 2020

6

IMCEI

Indice Mensile Consumi Elettrici Industriali - IMCEI (base 2015 = 100)

Fonte: Terna

Analisi congiunturale IMCEI (base 2015 = 100)

Fonte: Terna


La variazione tendenziale di novembre 2020 (rispetto a novembre 2019) risulta in aumento

dell’ 1,1% con dati grezzi. Con dati destagionalizzati e corretti dagli effetti di calendario tale

variazione non cambia.

Nei primi undici mesi del 2020, la variazione dei prelievi dei clienti AT risulta pari a -9,1%,

con dati destagionalizzati e corretti dagli effetti di calendario la variazione si porta a -9,5%.

A novembre, la variazione

dell’indice mensile dei

consumi elettrici italiani

risulta in aumento dell’ 1,1%

rispetto a novembre 2019.

Il dato destagionalizzato e

corretto dagli effetti di

calendario e temperatura,

porta ad una variazione

congiunturale di novembre

2020 in aumento dell’1,2%

rispetto al mese precedente

In termini congiunturali, il valore destagionalizzato e corretto dagli effetti del calendario,

dell’indice dei consumi elettrici industriali di novembre 2020, risulta in crescita dell’1,2%

rispetto a ottobre.

INDICE

-5%

-13%

-6% 0%

-27%

-34%

-10%-8% -7%

-1% -4% -1%

1%

-5%

-10%-6% -3%

-29%-33%

-11%-9% -8%

-1% -4% -1%

1%

Nov Dic Gen Feb Mar Apr Mag Giu Lug Ago Set Ott Nov

YoY % grezzo YoY % rett

55

65

75

85

95

105

115

125

g f m a m g l a s o n d g f m a m g l a s o n d g f m a m g l a s o n d g f m a m g l a s o n d g f m a m g l a s o n

Serie grezza Serie destagionalizzata

2016 2017 2018 2019 2020

7

Composizione Fabbisogno

Composizione Fabbisogno

Fonte: Terna

Nel mese di novembre 2020, la richiesta di energia elettrica è stata soddisfatta per il 54%

della produzione da Fonti Energetiche Non Rinnovabili, per il 30% da Fonti Energetiche

Rinnovabili e la restante quota dal saldo estero.

Nel 2020, la richiesta di energia elettrica è stata di 276.807 GWh ed è stata soddisfatta al

52% dalla produzione da Fonti Energetiche Non Rinnovabili, per il 38% da Fonti

Energetiche Rinnovabili e la restante quota dal saldo estero.

Nel 2020 la richiesta di

energia elettrica sulla rete è

in flessione -5,8% rispetto al

2019.

Nel 2020 la produzione

energetica da fonti

rinnovabili è pari 105,7 TWh,

in aumento del +2,6%

rispetto al 2019.

Fonte: Terna

Nel mese di novembre la

produzione da fonti

energetiche rinnovabili è in

riduzione (-21,1%) rispetto

allo stesso mese del 2019.54%

51%

16%

12%

30%

37%

0% 20% 40% 60% 80% 100%

Novembre 2020

Novembre 2019

Fonti Energetiche Non Rinnovabili Saldo Estero Fonti Energetiche Rinnovabili

Andamento della composizione del fabbisogno nel 2020 e variazione con il 2019

Nel 2020 la produzione da

Fonti Energetiche Non

Rinnovabili fa registrare una

variazione percentuale del

-9,0% rispetto al 2019.52%

53%

10%

12%

38%

35%

0% 20% 40% 60% 80% 100%

Gen-Nov 20

Gen-Nov19

Fonti Energetiche Non Rinnovabili Saldo Estero Fonti Energetiche Rinnovabili


8

Nel mese di novembre, la produzione da Fonti Energetiche Rinnovabili è in riduzione

(-21,1%) rispetto allo stesso mese dell’anno precedente. In particolare, si registra un forte

riduzione della produzione idroelettrica rinnovabile (-27,7%), della produzione eolica

(-51,4%) e un aumento della produzione fotovoltaica (+37,6%) rispetto all’anno

precedente.

Dettaglio FER

Fonte: Terna

A novembre del 2020 la

composizione di dettaglio

della produzione da fonti

energetiche rinnovabili fa

registrare una variazione

percentuale in forte

riduzione mom (-22,3%).

Dettaglio Fonti Energetiche Rinnovabili

Nel 2020 la produzione da

fonti energetiche

rinnovabili fa registrare un

aumento del +2,6% dovuto

principalmente

all’aumento della

produzione fotovoltaica

(+10,6%) e all’idrico

rinnovabile (+3,4%).

Nel 2020 il 42,3% della

produzione nazionale

netta è stata da Fonti

Energetiche Rinnovabili in

aumento rispetto al 2019

(39,4%).

Nel mese di novembre

2020 la produzione da

Fonti Energetiche

Rinnovabili ha contribuito

per il 35,1% alla

produzione totale netta

nazionale, in riduzione

rispetto allo stesso mese

del 2019 (41,7%).

Fonte: Terna

6%

5%

44%

48%

14%

23%

16%

9%

20%

15%

0% 20% 40% 60% 80% 100%

Novembre 2020

Novembre 2019

Geotermica Idrico Rinnovabile Eolica Fotovoltaica Biomasse

5%

5%

40%

40%

16%

17%

23%

22%

16%

16%

0% 20% 40% 60% 80% 100%

Gen-Nov 20

Gen-Nov19

Geotermica Idrico Rinnovabile Eolica Fotovoltaica Biomasse

Andamento della produzione netta da FER nel 2020 e variazione con il 2019


9

Nel 2020 la produzione totale netta (250.210 GWh) ha soddisfatto per 90% della richiesta di

energia elettrica nazionale (276.807 GWh).

Storico Bilanci Energetici Mensili

Bilancio Mensile dell’Energia Elettrica in Italia 2020

Fonte: Terna

Nel 2020 la produzione

totale netta risulta in

riduzione (-4,3%) rispetto

al 2019 e la massima

richiesta di energia

elettrica è stata nel mese

di Luglio con 28.908 GWh.

Bilancio Mensile dell’Energia Elettrica in Italia 2019

Fonte: Terna

Si riporta nel seguito l’evoluzione del bilancio mensile relativo al 2019.

Nel 2019 la massima

richiesta di energia

elettrica è stata nel mese

di luglio con 30.964 GWh.

(1) Richiesta di Energia Elettrica = Produzione + Saldo Estero – Consumo Pompaggio.

(1) Richiesta di Energia Elettrica = Produzione + Saldo Estero – Consumo Pompaggio.

(2) Quota di produzione per apporto da Pompaggio, calcolata con il rendimento medio teorico dal pompaggio in assorbimento

(3) Produzione da FER = Idrico-Pompaggio in Produzione+Biomasse+Geotermico+Eolico+Fotovoltaico

[GWh] gen feb mar apr mag giu lug ago set ott nov dic Totale

Idrica 3.476 2.674 2.878 3.641 5.188 5.416 4.812 4.322 4.046 4.478 3.444 44.375

di cui Pompaggio in Produzione (2) 120 130 213 211 179 95 92 107 136 194 135 1.611

Termica 17.364 14.605 13.069 11.379 11.385 13.408 16.528 15.813 16.458 13.951 15.355 159.315

di cui Biomasse 1.543 1.408 1.531 1.518 1.452 1.459 1.519 1.524 1.458 1.520 1.524 16.456

Geotermica 489 460 498 477 479 442 463 470 454 477 462 5.171

Eolica 1.686 2.351 1.755 1.255 1.725 1.573 975 1.206 1.350 1.605 1.057 16.538

Fotovoltaica 1.222 1.740 2.025 2.704 2.801 2.861 3.215 2.859 2.353 1.831 1.200 24.811

Produzione Totale Netta 24.237 21.830 20.225 19.456 21.578 23.700 25.993 24.670 24.661 22.342 21.518 250.210

di cui Produzione da RES (3) 8.296 8.503 8.474 9.384 11.467 11.656 10.892 10.274 9.525 9.717 7.552 105.740

Import 4.069 4.622 4.434 1.797 2.326 1.566 3.542 2.186 2.519 4.306 4.561 35.928

Export 749 549 499 984 1.046 1.051 495 654 458 175 369 7.029

Saldo Estero 3.320 4.073 3.935 813 1.280 515 3.047 1.532 2.061 4.131 4.192 28.899

Pompaggi 171 186 304 301 255 136 132 153 194 277 193 2.302

Richiesta di Energia elettrica (1) 27.386 25.717 23.856 19.968 22.603 24.079 28.908 26.049 26.528 26.196 25.517 276.807


[GWh] gen feb mar apr mag giu lug ago set ott nov dic Totale

Idrica 2.765 2.591 2.194 3.456 4.948 6.013 5.246 4.367 3.585 3.007 4.719 4.699 47.590

di cui Pompaggio in Produzione (2) 179 131 158 162 143 130 97 90 110 190 139 199 1.728

Termica 19.239 14.912 15.504 14.346 13.333 14.311 17.748 15.790 16.513 16.796 14.737 14.088 187.317

di cui Biomasse 1.528 1.391 1.570 1.509 1.488 1.389 1.507 1.529 1.470 1.556 1.479 1.551 17.967

Geotermica 496 438 482 473 491 468 480 484 469 482 465 461 5.689

Eolica 2.308 2.329 2.486 1.495 1.655 997 1.240 714 1.189 1.025 2.173 2.423 20.034

Fotovoltaica 1.016 1.547 2.277 2.139 2.296 2.930 2.858 2.680 2.157 1.667 872 881 23.320

Produzione Totale Netta 25.824 21.817 22.943 21.909 22.723 24.719 27.572 24.035 23.913 22.977 22.966 22.552 283.950

di cui Produzione da RES (3) 7.935 8.165 8.851 8.910 10.735 11.667 11.233 9.684 8.760 7.547 9.569 9.816 112.871

Import 3.352 4.155 4.203 3.039 3.548 3.694 4.119 2.783 3.344 4.183 3.601 3.954 43.975

Export 531 326 419 509 411 409 588 559 582 494 452 554 5.834

Saldo Estero 2.821 3.829 3.784 2.530 3.137 3.285 3.531 2.224 2.762 3.689 3.149 3.400 38.141

Pompaggi 255 187 226 232 204 186 139 129 157 271 199 284 2.469

Richiesta di Energia elettrica (1) 28.390 25.459 26.501 24.207 25.656 27.818 30.964 26.130 26.518 26.395 25.916 25.668 319.622

Nel mese di novembre 2020 si evidenzia un fabbisogno in riduzione in zona Nord (To-Mi-

Ve), al Centro (Rm-Fi) e sulle Isole (Pa-Ca), in linea e al Sud (Na) rispetto al

corrispondente periodo dell’anno precedente.

Fabbisogno suddiviso per Aree Territoriali

Fabbisogno suddiviso per Aree Territoriali

Fonte: Terna

Nel 2020 la variazione

percentuale yoy del

fabbisogno è pari al

-6,9% in zona Nord, al

-5,5% al Centro, -3,6% al

Sud e -4,8% nelle Isole.

10

Fonte: Terna

Fabbisogno suddiviso per Aree Territoriali – Rappresentazione territoriale

[GWh]

Le regioni sono accorpate in cluster

in base a logiche di produzione e

consumo:

• TORINO: Piemonte - Liguria -

Valle d’Aosta

• MILANO: Lombardia (*)

• VENEZIA: Friuli Venezia Giulia -

Veneto - Trentino Alto Adige

• FIRENZE: Emilia Romagna (*) -

Toscana

• ROMA: Lazio - Umbria -

Abruzzo - Molise - Marche

• NAPOLI: Campania - Puglia -

Basilicata - Calabria

• PALERMO: Sicilia

• CAGLIARI: Sardegna

(*) In queste due regioni i confini geografici non corrispondono ai confini elettrici. La regione Lombardia comprende impianti di

produzione facenti parte del territorio geografico-amministrativo dell’Emilia Romagna.

0

2.648

5.605

3.925

4.059

3.545

3.558

714

1.463

[GWh] Torino Milano Venezia Firenze Roma Napoli Palermo Cagliari

Novembre 2020 2.648 5.605 4.059 3.925 3.558 3.545 1.463 714

Novembre 2019 2.734 5.839 4.038 4.020 3.549 3.543 1.461 732

% Novembre 20/19 -3,1% -4,0% 0,5% -2,4% 0,3% 0,1% 0,1% -2,5%

Progressivo 2020 27.794 59.358 42.702 42.421 38.825 40.935 17.049 7.723

Progressivo 2019 30.049 64.168 45.303 45.634 40.341 42.447 17.611 8.402

% Progressivo 20/19 -7,5% -7,5% -5,7% -7,0% -3,8% -3,6% -3,2% -8,1%


Fonte: Terna

Alla punta, la produzione da

fonti rinnovabili ha

contribuito alla copertura

del fabbisogno per il 22%, la

produzione termica per il

63% e la restante parte il

saldo estero.

11

Punta in Potenza

Punta in Potenza

Fonte: Terna

Alla punta, il contributo da

produzione termica è pari a

30.614 MW, in riduzione del

-6,1% rispetto al contributo

del termico alla punta di

ottobre 2019 (32.603 MW).

Copertura del fabbisogno - 24 Novembre 2020 17:00-18:00

Nel mese di novembre 2020 la punta in potenza è stata registrata il giorno Martedì 24

Novembre 17:00-18:00 ed è risultato pari a 48.731MW (-4,5% yoy). Di seguito è riportato

il diagramma orario di fabbisogno, relativo al giorno di punta.

0

10

20

30

40

50

60

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

[GW]

Geotermica Termica Estero Idrica Eolica + Fotovoltaica Pompaggio

Punta massima

1%

63%15%

18%

3%

Geotermica Termica Estero Idrica Eolica+Fotovoltaica


12

Scambio Netto Estero – Novembre 2020

Saldo Scambio Netto Estero sulla frontiera Nord

Fonte: Terna

Saldo Movimenti Fisici di Energia – Progressivo Annuo

Mappa Saldo Movimenti Fisici di Energia

Fonte: Terna

Nel 2020 si registra uno

scambio netto dalla zona

Nord verso l’Emilia

Romagna e Toscana pari

a circa 12,5 TWh. Il

Continente registra uno

scambio netto verso la

Sicilia pari a 3,2 TWh.

Nel mese di novembre si evidenzia una buona saturazione sulla frontiera Nord

principalmente nella prima decade del mese. Si evidenziano situazioni di export netto con

la frontiera slovena.


2020 si registra un Import

pari a 4.561 GWh e un

Export pari a 369 GWh.

Il saldo movimenti fisici di energia evidenzia essenzialmente i flussi di energia scambiati tra

le varie aree individuate sul sistema elettrico italiano.

Il collegamento a 380kV tra Sicilia e Continente, assicura la gestione in sicurezza del sistema

elettrico in Sicilia e in Calabria.

-50

-25

0

25

50

75

100

125

150

175

200

225

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30

[GWh]

Programma MGP Austria Programma MGP Slovenia Programma MGP Svizzera

Programma MGP Francia NTC F. Nord D-2 Scambio F.Nord

Fabbisogno [TWh]

Scambi tra zone interne e con l'estero [TWh]


13

Produzione e consistenza installata

Produzione Fotovoltaica e Consistenza

Produzione da fonte

fotovoltaica in riduzione

-34,5% rispetto al mese

precedente.

Fonte: Terna

L’energia prodotta da fonte fotovoltaica nel mese di novembre 2020 si attesta a 1.200 GWh

in riduzione rispetto al mese precedente di 631 GWh. Il dato progressivo annuo è in forte

aumento rispetto all’anno precedente (+10,6%).

L’energia prodotta da fonte eolica nel mese di novembre 2020 si attesta a 1.057 GWh in

riduzione rispetto al mese precedente di 548 GWh. Il dato progressivo annuo è in riduzione

rispetto all’anno precedente (-6,1%).

Produzione Eolica e Consistenza

Fonte: Terna

[MW]

Pinst ≤1500

1500< Pinst≤ 2500

2500< Pinst≤ 3500

3500< Pinst≤ 4500

Pinst> 4500

[MW]

Pinst≤ 150

150< Pinst≤ 1000

1000< Pinst≤ 2000

2000< Pinst≤ 3000

Pinst> 3000

Produzione da fonte eolica

in riduzione rispetto al

mese precedente del

-34,1%.


0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

Gen Feb Mar Apr Mag Giu Lug Ago Set Ott Nov Dic

[GWh]

Prod.2020 Prod.2019

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

3.500


[GWh]

Prod.2020 Prod.2019

La producibilità idroelettrica nel mese di novembre è in riduzione rispetto al mese

precedente.

14

Produzione Idroelettrica e Consistenza

Fonte: Terna

Producibilità Idroelettrica e Percentuale di Invaso


2020, considerando

l’aggregato Italia, la

percentuale di invaso

attuale rispetto all’invaso

massimo risulta essere

pari al 51,1% in riduzione

rispetto allo stesso mese

del 2019 (53,6%)

Fonte: Terna

[MW]

Pinst ≤1000

1000< Pinst≤ 2000

2000< Pinst≤3000

Pinst> 3000

L’energia prodotta da fonte idroelettrica (impianti a bacino, serbatoio e acqua fluente) nel

mese di novembre 2020 si attesta a 3.444 GWh in riduzione rispetto al mese precedente di

1.034 GWh. Il dato progressivo annuo è aumento (+3,5%) rispetto all’anno precedente.

Produzione da fonte

idroelettrica in riduzione

rispetto al mese

precedente (-23,1%).


0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

7.000


[GWh]

Prod.2020 Prod.2019

0%

20%

40%

60%

80%

100%

0

1000

2000

3000

4000

5000

Gennaio Febbraio Marzo Aprile Maggio Giugno Luglio Agosto Settembre Ottobre Novembre Dicembre

[GWh]

Producibilità 2020 Producibilità 2019 Coeff. Invaso 2019

Serie4 Coeff. Invaso Max 1970-2018 Coeff. Invaso Min 1970-2018

Invasi dei serbatoi NORD CENTRO SUD ISOLE TOTALE

[GWh] 2.441 726 159 3.326

% (Invaso / Invaso Massimo) 56,5% 40,0% 41,6% 51,1%

[GWh] 2.657 661 179 3.497

% (Invaso / Invaso Massimo) 61,4% 36,4% 46,9% 53,6%

2020

2019

15

La produzione geotermica

è in riduzione (-3,1%)

rispetto al mese

precedente.

Fonte: Terna

L’energia prodotta da fonte geotermica nel mese di novembre 2020 si attesta a 462 GWh

in riduzione rispetto al mese precedente di 15GWh. Il dato progressivo annuo è in

riduzione (-1,1%) rispetto all’anno precedente.

[MW]

Pinst = 0

0 < Pinst ≤ 500

500< Pinst ≤1000

Produzione Geotermica e Consistenza

La produzione termica è in

aumento (+10,1%) rispetto

al mese precedente.

Fonte: Terna

L’energia prodotta da fonte termica nel mese di novembre 2020 si attesta a 15.355GWh

in aumento rispetto al mese precedente di 1.404GWh. Il dato progressivo annuo è in

riduzione (-8,0%) rispetto all’anno precedente.

Produzione Termica e Consistenza

[MW]

Pinst ≤ 5000

5000< Pinst≤ 10000

10000< Pinst≤ 15000

15000< Pinst≤ 20000

Pinst> 20000


0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000


[GWh]

Prod.2020 Prod.2019

0

100

200

300

400

500

600


[GWh]

Prod.2020 Prod.2019

16

Mercato del Giorno Prima

Fonte: Elaborazioni Terna su dati GME

Controvalore e volumi MGP

Differenziale rispetto al PUN

[€/MWh]

[Mld €] [GWh]

Novembre 2020 Rapporto mensile sul sistema elettrico

Il controvalore dei programmi in prelievo sul MGP a novembre è pari a circa €1,2Mld, in

crescita del 12% rispetto al mese precedente ed in riduzione del 1% rispetto a novembre

2019.

L’aumento rispetto a ottobre è dovuto ad una crescita sia del PUN medio che della

domanda, mentre la lieve riduzione rispetto all’anno precedente è attribuibile a un calo della

domanda, nonostante la crescita del PUN medio passato da €48,2/MWh (novembre 2019) a

€48,7/MWh (novembre 2020).

Controvalore novembre

2020 in riduzione del 1%

rispetto a novembre 2019

Nel mese di novembre i prezzi zonali sono sostanzialmente allineati rispetto al PUN con

eccezione della zona Sicilia che registra un differenziale pari a +€7,7/MWh.

Rispetto a novembre 2019 il prezzo della zona Sicilia ha registrato un aumento medio pari

a €6,1/MWh, mentre per le altre zone si è avuto un aumento medio pari a €1,2/MWh.

Prezzi zonali novembre

2020 allineati al PUN per

tutte le zone ad eccezione

della Sicilia

17

Spread prezzi borse estere e programmi netti MGP

Fonte: Elaborazioni Terna

Fonte: Elaborazioni Terna su dati GME

PUN e prezzi zonali MGP [€/MWh]

€/MWh PUN Nord Centro-Nord Centro-Sud Sud Sicilia Sardegna

Media 48,7 47,5 47,8 50,1 49,9 56,4 48,9

YoY 0,6 -0,6 -0,9 2,1 3,7 6,1 1,5

∆ vs PUN - -1,3 -0,9 1,3 1,2 7,7 0,2

∆ vs PUN 2019 - -0,1 0,6 -0,2 -1,9 2,2 -0,7

Picco 57,7 57,3 57,6 57,8 57,3 61,8 57,5

Fuori picco 43,9 42,2 42,5 45,9 45,9 53,5 44,3

∆ Picco vs Fuori Picco13,8 15,1 15,1 11,9 11,4 8,2 13,2

Minimo 18,9 6 6 29,8 29,8 29,8 0

Massimo 102,7 104,7 104,7 104,7 104,7 102,7 87,9

*Per il Montenegro non viene rappresentato alcuno spread in quanto non è presente una borsa elettrica.

*


Il differenziale tra i prezzi di picco e fuori picco a novembre è pari per le zone Nord e

Centro-Nord a €15,1/MWh, e mediamente pari a €11,2/MWh per le restanti zone.

Il differenziale tra i prezzi di picco e fuori picco a ottobre è stato pari per la zona Nord a

€13,2/MWh, per la zona Centro Nord a €13,8/MWh e mediamente pari a €6,8/MWh per le

restanti zone.

Nel mese di novembre si registra un aumento, rispetto al mese precedente, del

differenziale di prezzo sulle frontiere Francia e Svizzera, mentre in leggero calo su tutte le

altre.

L’import complessivo è di 4,9 TWh, con Francia e Svizzera che rappresentano

rispettivamente il 40% e il 48% del totale. L’export complessivo è pari a 0,4 TWh, di cui la

Grecia rappresenta il 41% e il Montenegro il 30%.

Differenziale picco-fuori

picco in aumento rispetto

al mese precedente in

tutte le zone

Import netto sulla frontiera

Nord pari a 4,5 TWh

18

Fonte: Terna

Fonte: Terna

Mercato Servizi di Dispacciamento ex ante

Prezzi e volumi MSD ex ante

Prezzi e volumi MSD ex ante per zona di mercato

[€/MWh] [GWh]

[€/MWh] [GWh]


A novembre il differenziale tra prezzi a salire e scendere è pari a €110/MWh in aumento

rispetto al mese precedente del 8% e rispetto a novembre 2019 del 3%.

I volumi complessivi sono in aumento rispetto al mese precedente (+25%), essendo

aumentate del 25% sia le movimentazioni a salire che quelle a scendere.

Rispetto allo stesso mese dell'anno precedente, le movimentazioni a salire risultano

aumentate del 10% e quelle a scendere risultano ridotte del 2%.

Prezzo medio a salire a

novembre 2020 pari a

€134/MWh

Prezzo medio a scendere

a novembre 2020 pari a

€24/MWh

La zona di mercato caratterizzata dal differenziale più elevato (€234/MWh) è Centro-Sud,

analogamente al mese precedente.

Tale differenziale ha registrato un aumento rispetto al mese precedente del 15% dovuto ad

un aumento del prezzo medio a salire del 15% (da €226/MWh di ottobre a €260/MWh di

novembre) e ad un aumento del prezzo medio a scendere del 15% (da €23/MWh di

ottobre a €26/MWh di novembre).

Centro-Sud: zona con il

differenziale di prezzo più

elevato

Nord: zona con i maggiori

volumi movimentati

19

Fonte: Terna

Fonte: Terna

Mercato di Bilanciamento

Prezzi e volumi MB

Prezzi e volumi MB per zona di mercato

[€/MWh] [GWh]

[€/MWh] [GWh]


A novembre il differenziale tra prezzi a salire e scendere è pari a €130/MWh,

sostanzialmente in linea con il mese precedente (€131/MWh) e in aumento rispetto a

novembre 2019 (€106/MWh; 23%).

I volumi complessivi sono in aumento rispetto al mese precedente (+5%), in particolare le

movimentazioni a salire sono diminuite del 5% e quelle a scendere sono aumentate del

10%. Rispetto a novembre 2019, le movimentazioni a salire sono aumentate del 24% e le

movimentazioni a scendere del 4%.

Prezzo medio a salire a

novembre 2020 pari a

€151/MWh

Prezzo medio a scendere

a novembre 2020 pari a

€21/MWh

La zona di mercato caratterizzata dal differenziale più elevato (€320/MWh) è Centro-Sud,

analogamente al mese precedente.

A novembre la zona Nord si conferma come la zona caratterizzata dai volumi più elevati

(635 GWh a scendere e 138 GWh a salire).

Il differenziale di prezzo è aumentato in tutte le zone a esclusione di Sicilia e Nord dove si

è invece ridotto. La zona che registra la maggiore variazione di differenziale rispetto al

mese precedente è la zona Sicilia (-€17/MWh, -16%)

Centro-Sud: zona

caratterizzata dal

differenziale di prezzo più

elevato

Nord: zona con i maggiori

volumi movimentati

20

Commodities – Mercato Spot

Prezzi elettricità spot

Fonte: Elaborazioni TERNA su dati GME, EPEX


Nel mese di novembre 2020 i prezzi del Brent sono in aumento rispetto a ottobre, attestandosi a $43/bbl

(+6,4%).

I prezzi del carbone API2 si sono attestati a $52,7/t, in diminuzione rispetto al mese precedente (-7,3%).

I prezzi del gas in Europa a novembre sono diminuiti fino ad un valore medio mensile di €13,7/MWh

(-1,4% rispetto al mese precedente); in aumento invece il PSV che si è attestato a €14/MWh (+2,9%).

I prezzi dell’elettricità in Italia nel mese di novembre sono aumentati rispetto al mese precedente con una media

mensile di €49,5/MWh (+14,3%). In aumento anche la borsa francese con prezzo dell’elettricità pari a

€41,4/MWh (+11,6%) e quella tedesca con €40/MWh (+20,5%) rispetto ad ottobre.

21

Fonte: Elaborazione Terna su dati Bloomberg

Prezzi spot Gas & Oil

Prezzi spot Coal & Carbon Prezzi spot Coal & Carbon



Clean Dark & Spark spreads Italia

Variazione media mensile

PSV-TTF = +€0,3/MWh


API2-API4 = -$13,8/t

Clean spark spread PSV

medio mensile =

+€11,8/MWh

Clean dark spread API2

medio mensile = +€10/MWh


22

Commodities – Mercato Forward

Prezzi elettricità Forward Year+1


Nel mese di novembre 2020 i prezzi forward del Brent si sono attestati intorno ai $45,3//bbl in aumento

rispetto ai $44,5/bbl di ottobre (+2%).

I prezzi medi forward del carbone (API2) sono diminuiti rispetto ad ottobre, attestandosi a circa $54,6/t

(-4,2%).

I prezzi medi forward del gas in Italia (PSV) sono in diminuzione rispetto al mese precedente (-2,8%),

attestandosi intorno ai €14,1/MWh; in diminuzione anche i prezzi forward del gas in Europa (TTF), che si sono

attestati a €13,6/MWh (-2,8%).

I prezzi medi forward dell’elettricità in Italia si sono attestati intorno ai €47,6/MWh, in calo rispetto al mese

precedente (-3,4%). Trend in diminuzione anche per la borsa francese, dove il prezzo si attesta a circa

€43,1/MWh (-2,5%), e per la borsa tedesca, dove il prezzo è pari a €39,4/MWh (-1%).


23

Forward Year+1 Clean Dark&Spark spreads Italia

Prezzi Forward Year+1 Gas & Oil

Prezzi Forward Year+1 Coal & Carbon





PSV-TTF = +€0,5/MWh


API2-API4 = -$15,6/t

Clean spark spread PSV

medio mensile = +€9,7/MWh

Clean dark spread API2

medio mensile = +€7,4/MWh



Nel seguito una selezione dei provvedimenti di ARERA di maggiore interesse per le attività di

dispacciamento e trasmissione del mese di Novembre 2020. Tale selezione non ha carattere

esaustivo rispetto al quadro regolatorio.

Misure straordinarie in materia di regolazione infrastrutturale del servizio di trasmissione

dell’energia elettrica in relazione all’emergenza epidemiologica COVID-19 e disposizioni

accessorie in materia di regolazione output-based del servizio di trasmissione

L’Autorità ha aggiornato la regolazione infrastrutturale al fine di neutralizzare gli effetti penalizzanti

per Terna dell’emergenza COVID-19 e ha definito alcune disposizioni accessorie in materia di

regolazione output-based del servizio di trasmissione. In particolare, l’Autorità:

• estende di 3 mesi (al 30 settembre 2020) la franchigia rispetto alla data obiettivo, definita con

delibera 579/17, di entrata in esercizio per i progetti O-NPR1 (opere nuovo periodo di regolazione

2016-19), ai fini dell’applicabilità dei meccanismi incentivanti previsti e del riconoscimento dei

lavori in corso;

• prevede che Terna, entro il 30 giugno 2022, possa presentare specifiche istanze per l’applicazione

dei meccanismi incentivanti la realizzazione di capacità di trasporto e l’efficienza dei costi di

investimento per progetti di incremento della capacità di trasporto tra zone realizzati anche

successivamente al 31 dicembre 2023, qualora l’entrata in esercizio dell’intervento sia stata

ritardata oltre tale data esclusivamente in ragione dell’emergenza COVID-19;

• fissa la scadenza per la predisposizione della seconda edizione del rapporto di identificazione

delle capacità di trasporto obiettivo al 31 gennaio 2021;

• ammette al meccanismo incentivante la realizzazione della capacità obiettivo le sezioni che

collegano la zona Sicilia ad altre zone italiane o estere.

Approvazione del documento “Glorenza (IT) – Nauders (AT)” exemption application - Opinion

of the Italian Regulatory Authority for Energy, Networks and Environment

L’Autorità, previo coordinamento con l’Autorità di regolazione austriaca (E-Control), ha espresso

parere favorevole al rilascio da parte del Ministero dello Sviluppo Economico di una esenzione

dall’articolo 9 (obblighi in materia di unbundling) della direttiva UE 72/2009 e dall’articolo 19, commi 2

e 3 (in materia di destinazione dei ricavi d'asta) del Regolamento UE 943/2019, in favore della

Società Resia, per una potenza pari a 150 MW e per una durata di 10 anni dall’entrata in esercizio

commerciale dell’interconnector Passo Resia (Glorenza-Nauders).

Ulteriori disposizioni per l’implementazione a livello nazionale del Regolamento UE 2017/2196

in materia di ripristino del sistema elettrico

Nell’ambito dell’implementazione a livello nazionale del Regolamento UE 2017/2196 (Regolamento

Emergency and Restoration) l’Autorità ha:

• definito i criteri per la valorizzazione delle risorse di dispacciamento e degli sbilanciamenti in caso

di sospensione delle attività di mercato;

• fornito precisazioni in merito al meccanismo premiale per l’adeguamento degli impianti di

generazione alle previsioni in materia di ripristino del sistema elettrico;

• dato mandato a Terna di adeguare, in coerenza con i criteri di cui al primo alinea, l’Allegato A75 al

Codice di Rete (relativo alle Modalità di gestione della rete in caso di sospensione e ripristino delle

attività di mercato)

Approvazione della richiesta di deroga al termine per l’applicazione di un periodo di

settlement degli sbilanciamenti di 15 minuti, di cui all’articolo 53 del Regolamento (UE)

2017/2195 (Regolamento Balancing)

L’Autorità ha prorogato al 1 gennaio 2025 (dal 18 dicembre 2020) il termine per l’applicazione del

periodo di settlement degli sbilanciamenti di 15 minuti di cui al Regolamento UE 2017/2195

(Regolamento Balancing).

Delibera 473/2020/R/eel




https://arera.it/it/docs/20/473-20.htmhttps://arera.it/it/docs/20/436-20.htmhttps://arera.it/it/docs/20/446-20.htmhttps://arera.it/it/docs/20/474-20.htm


Approvazione della proposta di Terna S.p.A. per l’implementazione delle procedure

concorsuali di assegnazione degli strumenti di copertura contro il rischio volatilità del

corrispettivo di utilizzo della capacità di trasporto, per l’anno 2021

L’Autorità ha approvato il Regolamento per lo svolgimento delle procedure di assegnazione degli

strumenti di copertura contro il rischio volatilità del corrispettivo di utilizzo della capacità di trasporto

(CCC) per l’anno 2021.

Rispetto alle procedure degli scorsi anni il Regolamento per il 2021 introduce alcune modifiche, tra

cui:

• il calcolo della quantità massima richiedibile di CCC nelle aste annuali è effettuato per gruppo

societario e non per singolo operatore di mercato;

• nell’asta multisessione, è introdotto il blocco delle offerte non accettate non rilanciate oltre il

prezzo marginale della sessione precedente;

• sono eliminati i CCP che coprono il differenziale di prezzo tra il polo di produzione limitata e la

zona di mercato adiacente come diretta conseguenza della nuova configurazione zonale in vigore

dal 1 gennaio 2021.

Approvazione dello schema contrattuale per il servizio di importazione virtuale e del

regolamento disciplinante le aste per l’assegnazione del servizio per l’anno 2021

L’Autorità ha approvato il Regolamento predisposto da Terna per l’assegnazione del servizio di

importazione virtuale per l’anno 2021 e il relativo schema di contratto tra Terna e i soggetti selezionati

per lo svolgimento di tale servizio (shipper).

Il Regolamento e lo schema di contratto, analoghi a quelli valevoli per il 2020, prevedono procedure

per l’assegnazione del servizio anche per periodi inferiori all’anno.

Disposizioni per l’erogazione del servizio a tutele graduali per le piccole imprese del settore

dell’energia elettrica di cui alla legge 4 agosto 2017, n. 124 (Legge annuale per il mercato e la

concorrenza)

L’Autorità ha definito la regolazione del servizio a tutele graduali per le imprese connesse in bassa

tensione (BT) che si trovino senza fornitore a partire dal 1° gennaio 2021 per effetto del superamento

del servizio di maggior tutela. Si tratta di imprese che si qualificano come piccole imprese (imprese

che hanno tra i 10 e i 50 dipendenti e un fatturato annuo tra i 2 ed i 10 mln di €) oppure imprese con

livello di potenza impegnata superiore a 15 kW.

Dal 1° gennaio 2021 al 30 giugno 2021, il servizio verrà erogato dagli attuali esercenti la maggior

tutela che continueranno ad approvvigionarsi direttamente da AU (assegnazione provvisoria) mentre

dal 1° luglio 2021, l’erogazione del servizio verrà assegnata su base triennale mediante una

procedura concorsuale (assegnazione a regime).

Alle gare potranno partecipare gli operatori in possesso di specifici requisiti minimi, di solidità

economico-finanziaria e di natura gestionale/operativa (tra cui ad esempio il versamento delle

garanzie richieste da Terna e dal distributore, la puntualità di pagamento delle fatture di

dispacciamento e trasporto, rispettivamente, nei confronti di Terna e delle imprese distributrici).

Perfezionamento della disciplina delle perdite di rete per il triennio 2019-2021 e revisione dei

fattori percentuali convenzionali di perdita da applicare ai prelievi in bassa tensione, di cui alla

Tabella 4 del Testo Integrato Settlement

L’Autorità ha ridotto i coefficienti delle perdite standard di natura commerciale da applicare alle

imprese distributrici ai fini perequativi per il triennio 2019-2021, in ragione dei tassi di miglioramento

registrati nel triennio 2016-2018. Coerentemente con tale modifica, ARERA prevede l’aggiornamento

dal 1° gennaio 2021 dei coefficienti di perdita standard da applicare all’energia elettrica prelevata nei

punti di prelievo su rete BT di cui al TIS (Testo Integrato Settlement), che passano dall’attuale 10,4%

al 10,2%.





https://arera.it/it/docs/20/468-20.htmhttps://arera.it/it/docs/20/492-20.htmhttps://arera.it/it/docs/20/449-20.htmhttps://arera.it/it/docs/20/491-20.htm

26

API2 – CIF ARA: è l’indice di riferimento per il prezzo del carbone (con PCI pari a 6. 000 kcal/kg) importato nel

nord ovest Europa. Viene determinato sulla base di un assessment sui prezzi CIF (Cost, Insurance and

Freight) dei contratti di carbone, comprensivi di costi di trasporto, assicurazione e nolo, con sbarco nei porti

Amsterdam – Rotterdam - Anversa (ARA).

API4 – FOB Richards Bay: è l’indice di riferimento per il prezzo del carbone (con PCI pari a 6.000 kcal/kg)

esportato dal nolo Richards Bay in Sud Africa. E’ determinato sulla base di un assessment sui prezzi FOB

(Free On Board) dei contratti «franco a bordo» (escluso il trasporto), con partenza dal porto di Richards Bay.

Aree territoriali: sono costituite da una o più regioni limitrofe e sono aggregate come di seguito:TORINO: Piemonte - Liguria - Valle d’AostaMILANO: Lombardia (*)VENEZIA: Friuli Venezia Giulia - Veneto - Trentino Alto AdigeFIRENZE: Emilia Romagna (*) - ToscanaROMA: Lazio - Umbria - Abruzzo - Molise - MarcheNAPOLI: Campania - Puglia - Basilicata - CalabriaPALERMO: SiciliaCAGLIARI: Sardegna

(*) In queste due regioni i confini geografici non corrispondono ai confini elettrici. La regione Lombardia

comprende impianti di produzione facenti parte del territorio geografico-amministrativo dell’Emilia Romagna.

I dati relativi alla tabella invasi dei serbatoi sono aggregati per ZONA come segue:NORD - include le Aree Territoriali TORINO, MILANO e VENEZIACENTRO e SUD – include le Aree Territoriali FIRENZE, ROMA e NAPOLIISOLE- include le Aree Territoriali PALERMO e CAGLIARI.

Brent: è il prezzo del petrolio come riferimento mondiale per il mercato del greggio. Il Petrolio Brent è il risultato

di una miscela derivata dall’unione di diversi tipi di petrolio estratti dal Mare del Nord.

Clean Dark Spread: è la differenza tra il prezzo dell’energia elettrica e il costo del combustibile di una centrale

a carbone e il costo delle quote di emissione di CO2.

Clean Spark Spread: è la differenza tra il prezzo dell’energia elettrica e il costo del combustibile di una

centrale a gas e il costo delle quote di emissione di CO2.

Dirty Dark Spread: è la differenza tra il prezzo dell’energia elettrica e il costo del combustibile di una centrale a

carbone.

Dirty Spark Spread: è la differenza tra il prezzo dell’energia elettrica e il costo del combustibile di una centrale

a gas.

Mercato del giorno prima (MGP): è la sede di negoziazione delle offerte di acquisto e vendita di energia

elettrica per ciascun periodo rilevante del giorno successivo a quello della negoziazione.

Mercato di bilanciamento (MB): è l’insieme delle attività svolte dal Gestore per la selezione delle offerte

presentate sul Mercato per il servizio di dispacciamento per la risoluzione delle congestioni e la costituzione dei

margini di riserva secondaria e terziaria di potenza, condotte il giorno stesso a quello cui si riferiscono le

offerte.

Mercato per il servizio di dispacciamento (MSD): è la sede di negoziazione delle risorse per il servizio di

dispacciamento.

Mercato per il servizio di dispacciamento - fase di programmazione (MSD ex ante): è l’insieme delle

attività svolte dal Gestore per la selezione delle offerte presentate sul Mercato per il servizio di dispacciamento

per la risoluzione delle congestioni e la costituzione dei margini di riserva secondaria e terziaria di potenza,

condotte in anticipo rispetto al tempo reale.

Legenda


27

MoM - Month on Month: variazione percentuale dello scostamento tra il mese di riferimento rispetto al mese

precedente

NET TRANSFER CAPACITY - NTC: è la massima capacità di trasporto della rete di interconnessione con

l’estero. NTC D-2 indica la medesima capacità definita nel giorno D-2.

Ore di picco: si intendono, secondo la convenzione del Gestore del Mercato Elettrico (GME), le ore comprese

tra le 8:00 e le 20:00 dei soli giorni lavorativi. Per ore fuori picco si intendono le ore non di picco.

Prezzo CO2 : è determinato dall’ European Union Emissions Trading Scheme (EU ETS), sistema per lo

scambio di quote di emissione di gas serra in Europa finalizzato alla riduzione delle emissioni.

PUN - Prezzo Unico Nazionale: rappresenta il Prezzo Unico Nazionale calcolato in esito al Mercato del giorno

prima (MGP).

Prezzo Zonale MGP: è il prezzo di equilibrio di ciascuna zona calcolato in esito al Mercato del giorno prima

(MGP).

PSV - Punto di Scambio Virtuale: è il prezzo al punto di scambio virtuale per la compravendita del gas

naturale in Italia.

TTF - Title Transfer Facility: è il prezzo al punto di scambio virtuale per la compravendita del gas naturale

nei Paesi Bassi.

YoY – Year on Year: variazione percentuale dello scostamento tra il periodo dell’anno corrente rispetto al allo

stesso periodo dell’anno precedente

IMCEI – Indice Mensile Consumi Elettrici Industriali: L’indice IMCEI mensile è stato costruito partendo dalle

misure dei prelievi mensili dei circa 530 clienti direttamente connessi in alta tensione e di cui Terna è

responsabile della misura. Tali clienti sono stati riclassificati in base ai Codici Ateco2007 e aggregati per classi

merceologiche significative dal punto di vista elettrico. L’indice adimensionale è stato costruito prendendo come

base 100 l’anno 2015.


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Disclaimer

1. I bilanci elettrici mensili del 2019 sono definitivi, mentre quelli del 2020 sono provvisori.

2. In particolare, i bilanci elettrici mensili dell’anno 2020 – elaborati alla fine di ogni mese utilizzando gli archivi

di esercizio – sono soggetti ad ulteriore e puntuale verifica o ricalcolo nei mesi seguenti sulla base di

informazioni aggiuntive. Questa operazione di affinamento del valore mensile si traduce, per i dati di

bilancio, in un grado di precisione superiore rispetto alla somma dei dati elaborati nei singoli Rapporti

Mensili pubblicati sul sito www.terna.it.

http://www.terna.it/

Presentazione di PowerPoint 2020... · dell’anno precedente. In particolare, si registra un forte...

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